Dynamische Prüfung erhöht Zuverlässigkeit von

Präsentation 08.1
Dynamische Prüfung erhöht Zuverlässigkeit von Schutzsystemen
Steven de Clippelaar, DOW Chemical, Niederlande
Zusammenfassung
In petrochemischen Anlagen ist die zuverlässige
Energieversorgung von essentieller Bedeutung.
Fehlauslösungen können sehr schnell Anlagenschäden, Umweltproblemen oder Produktionsausfälle nach sich ziehen. Aufgrund einer ganzen
Reihe von Faktoren, wie beispielsweise der verteilten
Energieerzeugung oder Änderungen in den
Erdungssystemen der Netze, sind Spannungseinbrüche
im
öffentlichen
Versorgungsnetz
heutzutage keine Seltenheit mehr. Deshalb ist der
stabile Betrieb der Schutzeinrichtungen eine wichtige
Grundlage für die zuverlässige Stromversorgung von
chemischen Anlagen. Entscheidend für diese
Zuverlässigkeit ist das Vermeiden von Fehlauslösungen, der unterbrechungsfreie Betrieb mittels
Fault Ride Through-Fähigkeit (Unempfindlichkeit
gegenüber Spannungseinbrüchen) und eine schnelle
Auslösung im Fehlerfall. Die Hersteller moderner
Schutzrelais statten ihre Geräte deshalb mit immer
mehr Funktionen aus. Durch diese steigende
Flexibilität bzw. Multifunktionalität der Relais
müssen immer längere Listen zur Prüfung der
Parametereinstellungen abgearbeitet werden. Dies
führt dazu, dass das Prüfen der Gesamtfunktion des
kompletten Schutzsystems immer mehr an
Bedeutung gewinnt.
Dieses Dokument beschreibt die Modellierung für die
Prüfung kritischer Schutzsysteme (Leitungs-,
Generator-, Sammelschienen- und Transformatorschutz sowie Schutz von Umschaltsystemen) und den
Einsatz von Advanced Transplay. Die dynamische
Prüfung wurde bei DOW zum Standard für kritische
Schutzsysteme definiert und ist Bestandteil der
Komplettprüfung des Schutzsystems. EMTP (ATP)Modelle dienen der Generierung der PL4- bzw.
COMTRADE-Dateien. Um zu prüfen, ob das Schutzsystem stabil ist oder nicht, werden die Ströme,
Spannungen und Zustandsänderungen der Eingänge
eingespeist. Die Modellierung von Stromwandlern
erfolgt anhand von CT Analyzer- und CPC 100-Daten.
Mit Hilfe des Moduls Advanced Transplay erfolgt
dann die dynamische Prüfung der Generatorschutzrelais, der Schutzeinrichtungen für die
Umschaltsysteme, Leitungen und Sammelschienen
sowie der Transformator-Differenzialschutze. Die
dafür entwickelte Prüfmethode wird bei DOW Europe
für alle kritischen Schutztechnikanwendungen
eingesetzt.
1 Verfahren für die dynamische
Prüfung
Das Modell basiert auf den vorhandenen Netz- und
Gerätedaten des Herstellers. Die Netzdaten werden
anhand der Störschriebdaten von den Relais validiert.
Für die Berechnung des Lastflusses und der
statischen Kurzschlüsse verwendet DOW das
Netzwerk-Berechnungsprogramm ETAP. Anhand der
vorhandenen Daten wird ein EMTP-Modell erstellt
und anschließend mit ETAP validiert. Kurzschlussberechnungen werden in beiden Programmen
durchgeführt, um die Ergebnisse und das EMTPModell zu überprüfen.
Figure 1:
Verfahren für die Komplettprüfung von Systemen
Die Erstellung des Modells ist der schwierigste und
zeitaufwendigste Teil. Entsprechend dem Motto "Wer
falsche Daten eingibt, erhält auch falsche Ergebnisse"
ist auch das anschließende Validieren der
Modellierung ratsam. Als Nächstes müssen die
kritischen Fälle für die Simulation definiert werden
(Netzwerkfehler,
Spannungseinbrüche
usw.).
Manchmal
sind
mehrere
Durchläufe
mit
unterschiedlichen Empfindlichkeiten durchzuführen,
um herauszufinden, welche Systemereignisse am
kritischsten sind, und wo eine noch genauere
Modellierung für die Ergebnisse von Bedeutung ist.
Die simulierten Daten des EMTP-Modells werden
unter Verwendung der richtigen Abtastfrequenz in
COMTRADE-Dateien konvertiert. Als Nächstes wird
die COMTRADE/PL4-Datei in die Test UniverseSoftware des OMICRON Prüfgeräts importiert. Dann
können die simulierten Fälle wiedergegeben werden.
Direkt nach der Prüfung erstellt die OMICRON Test
Universe-Software automatisch ein Prüfprotokoll.
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Präsentation 08.2
Manche Relais verwenden eine Anpassung der
Abtastfrequenz
und
liefern
über
einen
Frequenzbereich von 11 bis 69 Hz korrekte
Ergebnisse. Um sicherzustellen, dass die adaptive
Frequenzabtastung korrekt arbeitet, wird immer ein
fehlerfreier
Vorfehlerzustand
simuliert.
Die
modellierten Daten werden mit einer Abtastfrequenz
von 10 kHz exportiert. Die Abtastfrequenz sollte
mindestens das Vierfache der Abtastfrequenz des
Relais betragen, um Fehler durch die A/D-Wandlung
und die Filterung des Relais zu verhindern. Während
der Prüfung werden die Störschriebe der Relais
erfasst und analysiert. Die Abbildung des Prüffalls im
Störschrieb kann angezeigt und gegen die
eingespeiste Simulation überprüft werden.
2 EMTP-Modelle
2.1
Figure 3:
Magnetisierungskurve gemäß IEC 60044-1/
IEC 60044-6
Beim Befüllen des Modells mit diesen Daten wird das
Modell validiert, um im EMTP-Programm die
Magnetisierungsprüfung ausführen zu können.
Stromwandler
Für eine Einspeisung von realistischen Größen in das
Relaissystem müssen die Stromwandler modelliert
werden. Bei Neuinstallationen stammen die Daten
vom Hersteller und von durchgeführten FAT- und
SAT-Abnahmeprüfungen.
Im
Fall
von
Neuinstallationen oder wenn eine Anlage
abgeschaltet und außer Betrieb ist, werden die
Kennlinien der Stromwandler mit dem CT Analyzer
oder dem CPC 100 von OMICRON ermittelt. Diese
Geräte liefern alle für die Modellierung erforderlichen
Daten. Abbildung 2 zeigt das EMTP-Modell eines
Stromwandlers:
Figure 2:
Stromwandler-Modell in EMTP
Figure 4:
Magnetisierungsprüfung in EMTP zur
Validierung
Normalerweise werden der Magnetisierungskurve
noch Punkte hinzugefügt, um im oberen
Sättigungsbereich einen korrekten Kurvenverlauf zu
erhalten. Für Schutzsysteme mit automatischer
Wiedereinschaltung muss auch die Hysterese
modelliert werden. Um die Auswirkungen der
Remanenz in der Simulation zu berücksichtigen, ist
der statische Fluss zu Beginn der Simulation
anzugeben. Für die Untersuchung des Relaisverhaltens bei Stromwandlersättigung verwendet
DOW eine Remanenz von 40 %.
Die Primärdaten Rp und Lp können für die
Untersuchung des Verhaltens des Schutzsystems
vernachlässigt
werden.
Wenn
die
Magnetisierungskurve nicht bekannt ist, wird eine
typische KEMA-Kurve verwendet. In diesem Fall
werden die Werte für Rct, Rb und Rwire berechnet. Das
EMTP-Modell benötigt die Spitzenwerte der
Sekundärspannung ([U sek] peak) in Abhängigkeit
des Flusses. Die Messung gemäß IEC 60044-6 dient
zur Konvertierung in Usek-Werte. Abbildung 3 zeigt
den Unterschied zwischen den Werten gemäß
IEC 60044-6 und den konvertierten Spitzenwerten
gemäß IEC 60044-1.
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Präsentation 08.3
2.2
Spannungswandler
Für die Modellierung von Spannungswandlern in
EMTP verwendet DOW einen sättigungsfähigen
einphasigen Transformator. Falls erforderlich, kann
auch hier die Magnetisierungskurve genutzt werden.
Figure 5:
Spannungswandler-Modell in EMTP
Es lassen sich auch kapazitiv gekoppelte
Spannungswandler modellieren. Diese sind jedoch in
den Netzen von DOW nicht üblich.
2.3
Fehlermodellierung
Die Fehlermodellierung erfolgt durch einpolige
zeitgesteuerte Schalter mit einem in Reihe
geschalteten Widerstand. Der Lichtbogenwiderstand
wird mit 1 mΩ sehr niedrig angenommen und kann
leicht geändert werden. Das Lichtbogenmodell wird
in den Simulationen nicht verwendet, da in der
Industrie die Netze niederohmig geerdet und die
meisten Verbindungen über Kabel realisiert sind. In
solchen Netzen sehen wir, dass Fehler als Erdschluss
beginnen und sich innerhalb weniger Perioden zu
einem Doppelerdschluss entwickeln. Die meisten
Relais haben ein Problem, wenn sich ein außerhalb
der Zone liegender Erdschluss zu einem innerhalb der
Zone liegenden einpoligen Leiter-Erde-Fehler
entwickelt.
Dieser
Leiter-Leiter-Erdschluss
verursacht eine Sättigung des Stromwandlers, was
dazu führt, dass manche Relais bei solchen Szenarien
verzögert auslösen.
Figure 6:
Der Fehlereintrittswinkel definiert den Winkel der
Spannung zum Zeitpunkt des Fehlers. Der
Fehlereintrittswinkel bestimmt die Höhe des im
Fehler erzeugten asymmetrischen transienten
Stroms. Die DC-Komponente beeinflusst die Sättigung
der Stromwandler und somit die Betätigungszeit und
Sicherheit des Schutzsystems. Für die Prüfung des
Differenzialschutzes
variiert
DOW
den
Fehlereintrittswinkel. Geprüft wird mindestens bei 0,
30, 60 und 90 Grad. Anhand der Ergebnisse kann
DOW dann die Sättigung und den ungünstigsten Fall
ermitteln. Für weitergehende Informationen ist eine
Untersuchung der Empfindlichkeit erforderlich. Um
einen stabilen Betrieb des Schutzsystems vor der
Simulation des Fehlers im Netz zu erhalten, wird ein
Vorfehler-Lastzustand verwendet. Manche Relais,
wie beispielsweise das 7UM, benötigen stabile
Spannungssignale, um korrekt arbeiten zu können.
Diese Relais verwenden eine Anpassung der
Abtastfrequenz. Die Einspeisung von Laststrom
während einer Leitungsdifferenzialschutzprüfung
oder einer gerichteten Prüfung zeigt die Richtung der
eingespeisten Ströme.
2.4
Kabelmodellierung
Für die Modellierung der relativ kurzen Kabel in
Industrienetzen kann ein einfaches dreiphasiges
Kabel mit seinem exakten PI-Ersatzschaltbild
verwendet werden. DOW benötigt in diesem Fall kein
Modell der hochfrequenten Abhängigkeiten der
Kabel. Die Anti-Aliasing-Filter schneiden hohe
Frequenzen ohnehin ab und die Modellierung dient
nicht der Untersuchung von elektromagnetischen
Transienten.
3 Prüfen des neuen Leitungsdifferenzialschutzes Siemens
7SD80
Es ist geplant, die
alten Leitungsdifferenzialschutzelemente mit Hilfsader in den nächsten Jahren
zu ersetzen. Das bei DOW für Schutzrelais zuständige
Team in Terneuzen führte eine dynamische Prüfung
am Siemens 7SD80 durch, um herauszufinden, ob das
Relais die Spezifikation erfüllt und in den alten
Installationen verwendet werden kann. Dazu wurde
ein EMTP-Modell eines Leitungsabzweigs von der
Hauptanlage zu einer Teilanlage erstellt. Als
Grundlage dienten die mit einem CPC 100
gemessenen Stromwandlerdaten.
EMTP-Fehlermodell
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Präsentation 08.4
Main substation 11kV
Single core cables
CT’s at main substation
Figure 10: Simulierte Ströme in EMTP (verwendet in
Advanced Transplay)
Reactor 0.323 ohm
Zur Zertifizierung des Relais wurde bei DOW
Terneuzen noch eine Überprüfung der Auslösezeiten
und der Stabilität durchgeführt.
CT’s at plant substation
Der Zweck von automatischen Umschaltsystemen ist
die Umschaltung auf eine andere Quelle, falls eine
primärseitige Quelle ausfällt. Die automatische
Umschaltung ermöglicht dem Anlagenpersonal einen
unterbrechungsfreien Betrieb der Anlage, ohne zuvor
ermitteln zu müssen, ob eine Umschaltung auf eine
andere Energiequelle sicher durchgeführt werden
kann oder nicht. Die korrekte Arbeitsweise von
Umschaltsystemen und des Motor-Wiederanlaufs
kann die wirtschaftlichen Folgen reduzieren,
Millionen von Dollar sparen und, was heutzutage
noch wichtiger ist, Umweltschäden verhindern. In der
Industrie werden unterschiedliche Umschaltsysteme
verwendet. Bei DOW Terneuzen wird das
Restspannungs-Umschaltsystem "Main Tie Main"
verwendet. Der überwiegende Teil der Lasten in
chemischen Anlagen sind Induktionsmotoren. Die
folgende Abbildung zeigt einen typischen Aufbau
einer Anlage.
Fault
Plant load
Figure 7:
EMTP-Modell für die Prüfung von
Differenzialschutzrelais
Folgende Fälle wurden simuliert:
Figure 8:
Simulierte Prüffälle
Die simulierten Ströme und Spannungen wurden in
Advanced Transplay importiert sowie eine Masterund eine Slave-OCC-Datei erstellt. Für die
gleichzeitige Einspeisung der Ströme an zwei
unterschiedlichen Orten kamen zwei CMC 356Prüfgeräte zum Einsatz.
SUB 87
4 Prüfung von automatischen
Umschaltsystemen
SUB 119
500m cable
Plant substation
Inc. A
Inc. B
N.C.
BUS A
TIE
N.C.
BUS B
N.O.
M
M
Combined motor load
Combined motor load
Figure 11: Typische "Main Tie Main"-Anordnung
Figure 9:
Prüfaufbau zur Prüfung des
Leitungsdifferenzialschutzes
Die folgende Abbildung zeigt ein Beispiel der Ströme
bei einer Sättigung des Stromwandlers.
Wird eine Motor-Sammelschiene von der Versorgung
abgetrennt, so wird die Spannung an der
Sammelschiene nicht abrupt abfallen, sondern
bedingt durch die aus der Massenträgheit und das
magnetische Feld der sich drehenden Motoren
gewonnenen Energie erst mit der Zeit abklingen. Der
Betrag und die Frequenz der Restspannung des
Motors sinken mit dem steigenden Schlupf der
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Präsentation 08.5
Motoren. Das Restspannungs-Umschaltsystem ist
langsamer als ein schnelles oder phasengleiches
Umschaltsystem.
Das
RestspannungsUmschaltsystem kann den SammelschienenKuppelschalter schließen, wenn die Spannung an der
von der Quelle abgetrennten Sammelschiene unter
25 % der Nennspannung sinkt. Um die an den
Motoren auftretenden transienten mechanischen
Kräfte (Drehmomente) zu begrenzen, kann dieser
Wert auch reduziert werden. IEEE C50.41-2012
enthält dazu die Empfehlung, dass das V/HzVerhältnis weniger als 1,33 sein sollte. Entsprechend
beträgt die empfohlene Umschaltzeit das 1,5-fache
von T'do (Leerlaufzeitkonstante des Motors).
Abhängig von der Schutzkoordination innerhalb des
Netzes sind die Umschaltzeiten auf 1 bis 2 Sekunden
eingestellt. Die Zeiteinstellungen sollten durch eine
dynamische Prüfung geprüft und validiert werden.
Auch das Drehmoment im Luftspalt während des
Umschaltvorgangs wird in der Simulation der
Umschaltung überprüft und anhand der Daten des
Herstellers verifiziert.
Load torque char.
damping
Inertia->capacitance
V(0) -> rpm (0)
Current is torque
load model
Figure 13: UM3-Motormodell in EMTP
Die Lastkurve des Motors wird ebenfalls simuliert,
siehe Abbildung 14.
LOAD curve compressor
1
T new:
A0=12
A1=-21
A2=240
A3=-190
0.9
0.8
Start GAM8081
0.7
M/Mn
Open incoming
CB HVP 134-1
Rated rpm reached
0.6
T [p.u]
0.5
0.3
Closing coupler
CB HVP 134-1/2
0.2
Rated torque
Rated rpm
T[p.u] org
T org:
A0=12
A1=-35
A2=230
A3=-173
0.4
0.1
0
0
Figure 12: Transiente Drehmomente im Luftspalt des
Induktionsmotors
Durch die dynamische Prüfung wird die gesamte
Philosophie des automatischen Umschaltsystems
überprüft:
lassen
sich
Spannungseinbrüche
überstehen. Für ein gültiges dynamisches Modell
benötigt DOW die Herstellerdaten der Motoren sowie
die Daten bezüglich der Trägheit, der Lastkennlinien
und der Lastträgheit. Anhand dieser Daten wird das
Motormodell erstellt. In EMTP wird das UM3Induktionsmodell verwendet, siehe Abbildung 13.
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
N/Nsyn
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Figure 14: Lastmodell
Das UM-Modell ist nun zum Befüllen mit den
elektrischen Daten des Motors bereit. Das Lastmodell
sollte mit Stromquelle und Kondensator erstellt
werden. Der Widerstand dient zur Dämpfung. Das
Modell wird anhand der Werksdaten validiert. Dazu
simuliert man mit Hilfe einer impedanzlosen
Spannungsquelle und einer Spannung von 100 %
einen Motorstart. Danach werden anhand der Daten
aus
der
FAT-Abnahmeprüfung
die
Beschleunigungsergebnisse überprüft. Nachdem das
Motormodell validiert ist, kann dieses im
Gesamtmodell des Netzes verwendet werden. Das
nachstehende Modell enthält zwei voneinander
unabhängige
11 kV-Quellen,
zwei
11/6 kVLeistungstransformatoren,
6 kV-Pumpenmotoren
und Niederspannungsmotoren. Das Umschaltsystem
misst die Spannungen an beiden Sammelschienen
sowie den Strom an beiden Einspeisungen. Die
Ströme und Spannungen werden für unterschiedliche
Fälle simuliert und bei 10 kHz in COMTRADE-Dateien
konvertiert. Diese COMTRADE-Dateien werden
wiedergegeben und steuern zwei miteinander
synchronisierte OMICRON-Prüfgeräte.
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Präsentation 08.6
In Advanced Transplay wurden zwei OCC-Dateien
erstellt, eine Master-Datei und eine Slave-Datei. Das
Umschaltsystem besteht aus drei Siprotec-Relais. Die
Software für die Relais ist in CFC Code erstellt. Durch
die dynamische Prüfung testet DOW das ATSVerhalten mit dem Motor-Verhalten. In der
Vergangenheit wurde für diese Art der Prüfung das
Prüfmodul State Sequencer verwendet. Ein
dynamisches Verhalten der Motorlast konnte damit
jedoch nicht getestet werden.
11 kV power source
Model ATS testing
Sub 134
Voltage measurement
6kV
Figure 17: Simulierte Fälle
Current measurement
Master-Datei für einen Spannungseinbruch auf
beiden Seiten, wobei die Spannung nur an Abzweig B
wiederkehrt.
Fault
0.4kV
Figure 15: EMTP-Modell der Anlage mit Motorlast
Die Umschaltung wird initiiert, wenn auf einer Seite
alle Leiter-Erde-Spannungen unterhalb 70 % liegen,
die fehlerfreie Sammelschiene für alle drei Phasen
eine Spannung von mehr als 90 % aufweist und kein
Blockiersignal aktiv ist. Die nachfolgende Abbildung
zeigt die Konfiguration für Anlage 134.
Simulated bus voltage
Va,b,c, simulated currents
IA,IB,IC
**Trip and close signals are routed to Omicron set
for time tracking
Slave-Datei für einen Spannungseinbruch auf beiden
Seiten, wobei die Spannung an Abzweig B
wiederkehrt.
C
Trip signal **
B
Simulated bus voltage
Va,b,c, simulated currents
IA,IB,IC
Trip signal **
A
Close signal**
SUB 134
Figure 18: Ausgabe in Advanced Transplay, Master-Datei
Synchronizing unit
EMTP-program
Test universe
DOW RESTRICTED
Figure 16: Prüfaufbau für die Prüfung des "Main Tie Main"Umschaltsystems
Die beiden CMC-Prüfgeräte werden durch zwei IRIGB-Geräte synchronisiert. Die folgenden Fälle werden
in EMTP simuliert und wiedergegeben:
Figure 19: Ausgabe in Advanced Transplay, Slave-Datei
In den Abbildungen sieht man die Motorleistung
während des Fehlers und den Einschaltvorgang nach
dem Schließen des Sammelschienen-Kuppelschalters.
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Präsentation 08.7
Das Umschaltsystem besteht aus einfachen 7SJRelais. DOW stellte fest, dass die StandardFrequenzverfolgung in den Relais Probleme mit der
abklingenden Frequenz der Restspannung des
Motors hat. Diese tritt auf, wenn Motoren von der
Quelle abgetrennt werden. Dies führt zu einer
schnelleren und falschen Unterspannungserkennung.
Erreicht die Spannung eine Frequenz unterhalb von
25 Hz kann das Relais den Spannungspegel nicht
mehr erkennen. Dadurch wird die Umschaltung
initiiert und es erfolgt somit ein schnelleres Schließen
des
Sammelschienen-Kuppelschalters
Dieses
Verhalten wird bei der Definition der Umschaltzeit
berücksichtigt.
Die Modellierung des Transformator-Verhaltens
erfolgt anhand des Matrix-Modells BCTRAN. Die
Matrix-Elemente für Transformatoren lassen sich für
jede beliebige Anzahl von Wicklungen aus den
Kurzschlussimpedanzen
zwischen
den
Wicklungspaaren ableiten. Da die Berechnungen
recht aufwendig sind, sollte in EMTP die Hilfsroutine
BCTRAN verwendet werden. BCTRAN liefert die
Zweigmatrizen aus den Daten der Mitsystem- und
Nullsystem-Kurzschlussprüfung und den Daten aus
der Magnetisierungsprüfung. Validiert wird das
Modell
durch
eine
Simulation
der
Magnetisierungsprüfung
und
der
Kurzschlussprüfung. Die Ergebnisse müssen gleich
sein, wie in den Prüfdokumenten aus den FATAbnahmeprüfungen angegeben. Die Modelle aus
BCTRAN eignen sich für Frequenzen von DC bis 2 kHz.
Während hierbei die Magnetisierungsverluste
berücksichtigt werden können, findet nicht lineares
Verhalten keine Berücksichtigung und muss wie für
die Simulation des Einschaltverhaltens extern
hinzugefügt werden. DOW hatte starkes Interesse an
der Modellierung von internen Wicklungsfehlern. Die
Frage war, inwieweit das Schutzsystem die Wicklung
im Fall einer Sättigung des Stromwandlers schützt.
Um diese Erdschlüsse der Wicklungen in EMTP zu
modellieren, muss eine neue Impedanzmatrix des
Transformators erstellt werden. Die BCTRANRoutine berechnet die fehlerfreie Impedanzmatrix
RωL. Diese fehlerfreie Matrix muss in die Matrix für
den Erdschluss der Wicklung geändert werden,
indem die Wicklung n2, die den sekundärseitigen
Erdschluss aufweist, in zwei Wicklungen a und b
aufgesplittet wird [5][6]. Für den Widerstand gilt das
einfache Prinzip der Proportionalität:
𝑛𝑏
𝑅𝑏 = 𝑅2
𝑛2
2
nb
3
4
5
6
Figure 20: Sekundärseitiger Erdschluss einer
Transformatorwicklung
Die neuen Matrizen sind nachfolgend dargestellt:
5 Prüfung des TransformatorDifferenzialschutzes
𝑛𝑎
𝑅𝑎 =
𝑅
𝑛2 2
na
1
𝐿11 𝐿𝑎1 𝐿1𝑏 𝐿13 𝐿14 𝐿15 𝐿16
𝐿𝑎1 𝐿𝑎 𝐿𝑎𝑏 𝐿𝑎3 𝐿𝑎4 𝐿𝑎5 𝐿𝑎6
𝐿𝑏1 𝐿𝑏𝑎 𝐿𝑏 𝐿𝑏3 𝐿𝑏4 𝐿𝑏5 𝐿𝑏6
𝐿 = 𝐿31 𝐿3𝑎 𝐿3𝑏 𝐿33 𝐿34 𝐿35 𝐿36
𝐿41 𝐿4𝑎 𝐿4𝑏 𝐿43 𝐿44 𝐿45 𝐿46
𝐿51 𝐿5𝑎 𝐿5𝑏 𝐿53 𝐿54 𝐿55 𝐿56
[𝐿61 𝐿6𝑎 𝐿6𝑏 𝐿63 𝐿64 𝐿65 𝐿66 ]
𝑅1
𝑅=
𝑅𝑎
(3 )
0
𝑅𝑏
𝑅3
𝑅4
[0
(4 )
𝑅5
𝑅6 ]
In Excel wird eine neue 7x7-Matrix berechnet. Zur
Berechnung der Selbstinduktivität und der
gegenseitigen
Induktivität
zwischen
den
Teilwicklungen a und b gelten die folgenden Regeln:
𝐿𝑎 =
𝐿𝑏 =
𝐿22
1 2√1 − 𝜎𝑎𝑏
+
+1
𝑘
𝑘2
(5 )
𝐿22
𝑘 2 + 2𝑘√1 − 𝜎𝑎𝑏 + 1
(6 )
𝐿22 √1 − 𝜎𝑎𝑏
1
(𝑘 + ) + 2√1 − 𝜎𝑎𝑏
𝑘
(7 )
𝐿𝑎𝑏 =
k=na/nb
Befindet sich die i-Spule im gleichen Schenkel wie die
fehlerhafte Spule a und b, dann gilt:
𝐿𝑎
1 − 𝜀 𝐿22 𝐿𝑖𝑖
𝐿𝑎𝑖 = 𝐿2𝑖 √𝜀 √
√1 +
𝐿22
𝜀
𝐿22𝑖
(8 )
𝐿𝑏𝑖 = 𝐿2𝑖 − 𝐿𝑎𝑖
(9 )
(1 )
(2 )
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Präsentation 08.8
Ist die i-Spule auf einem anderen Schenkel als a und b
gewickelt, dann gilt:
𝐿𝑎𝑖 =
𝑘
𝐿
1 + 𝑘 2𝑖
𝐿𝑏𝑖 =
1
𝐿
1 + 𝑘 2𝑖
Der Sternpunktstrom ist wie folgt:
(10)
(11)
L22, L2i und Lii sind Elemente der L-Matrix des
fehlerfreien Transformators. ε wird mit 1
𝑛
angenommen. Der Streufaktor σab ist 𝜎𝑎𝑏 = 𝑎 𝜎12 ,
𝑛2
wobei σ12 der Streufaktor zwischen der Primär- und
der
Sekundärwicklung
des
fehlerfreien
Transformators ist und wie folgt berechnet werden
kann:
𝜎12 = 1 −
𝐿212
𝐿11 𝐿22
(12)
Beispiel: Die neue Impedanzmatrix kann für den
Wicklungsfehler bei 50 % berechnet werden. Das
Modell in EMTP wird unter Verwendung des LibraryModuls in EMTP durch den fehlerhaften
Transformator erweitert. Der Fehler in der Wicklung
liegt bei 50 % der Sekundärwicklung und ist mit
ZZZZZZ bezeichnet.
Figure 23: Sternpunktstrom für 50 %-Fehler in der
Wicklung
Der Strom beträgt 570 A Spitze bzw. 403 A effektiv
und ist nahezu in Phase mit der treibenden
Fehlerspannung. Die Stromwandler-Modellierung
wurde dem Modell hinzugefügt. Um korrekte Daten
für die Modellierung zu erhalten, wurden die
Stromwandler mit einem CPC 100 vermessen. Es
wurden unterschiedliche Fälle simuliert und in das
Siemens
7UT-Relais
eingespeist.
52.5kV TZE 2/10
5P20 600/5
20VA
S1, M1
High side 1
87T
TR 87-5
R=8 ohm
1X1
52.5kV/11 kV Uk=14%
-10*1%+20*1%
20/25MVA Dyn11
Low side 2
1000/5
5P20 2500/5
15VA
S2, M2
Low side 2
Low side 1
S2, M3
5P20 2500/5
15VA
11kV HVP 87-1-11
11kV HVP 87-4/11
Figure 24: Aufbau des Transformator-Differenzialschutzes
Die Prüfung des Relais erfolgt mit Hilfe von zwei
miteinander synchronisierten CMC 356-Prüfgeräten.
Figure 21: EMTP-Modell für einen Fehler in der
Sekundärwicklung
Die Ergebnisse der Simulation sind nachfolgend
gezeigt. Sie werden zur Prüfung des TransformatorDifferenzialschutzes Siemens 7UT613 verwendet. Die
Initiierung des Fehlers erfolgt durch Schließen des TCB bei 0,2 Sekunden in Phase C.
Die 11 kV-Sekundärspannung:
Figure 25: Prüfaufbau zur Prüfung des Differenzialschutzes
Figure 22: Spannung an der Unterspannungsseite, Fehler in
Phase C
Die nachfolgenden Fälle werden zur Prüfung des
Siemens 7UT-Relais simuliert und wiedergegeben.
Der Phasensprung wird durch den Erdschluss
verursacht. Die Spannung in Phase C fällt auf 50 %.
Die treibende Spannung für den Fehler beträgt 50 %.
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Präsentation 08.9
6 Prüfung des
Sammelschienenschutzes
Figure 26: Prüffälle
Bei der Prüfung des Relais traten bei sich
entwickelnden Erdschlüssen auf der Sekundärseite
lange Auslösezeiten auf. Manchmal löste das Relais
auch gar nicht aus, wenn sich ein außerhalb der Zone
liegender Erdschluss in die Zone hinein entwickelte.
Auf Anraten von Siemens änderten wir die
Einstellungen und konnten so die Auslösezeiten
reduzieren. Die Stromwandler erfüllten die
Anforderungen des Schutzsystems. Aufgrund der
Stromwandlersättigung, die zum Zeitpunkt des
Doppelerdschlusses begann, blockierte das Relais die
Auslösung aufgrund der zweiten Harmonischen. Nach
Beendigung
der
Stromwandlersättigung
verschwindet auch die zweite Harmonische und das
Relais löst aus.
2013/2014 wurde bei DOW Stade ein neues CogenWerk gebaut. Für die Anschaltung von zwei
Gasturbinengeneratoren wurde eine neue 15 kVSchaltanlage installiert. Allerdings schenkte der
Hersteller
der
neuen
Schaltanlage
der
Dimensionierung der Stromwandler wohl keine
besondere Aufmerksamkeit. Nach der Anlieferung
der Schaltanlage vor Ort wurden die Stromwandler
mit dem CT Analyzer von OMICRON vermessen. Die
hierbei gewonnenen Daten wurden für eine
Modellierung
verwendet.
Nach
ersten
Simulationsläufen stellten wir fest, dass die
Stromwandler nicht korrekt dimensioniert waren.
Aufgrund der Generatorleistung und der Remanenz
in den Stromwandlern reichte die sättigungsfreie Zeit
nicht aus, um einen stabilen Relaisbetrieb
gewährleisten zu können. Die Simulationsergebnisse
wurden mit dem Hersteller der Schaltanlage
diskutiert. Dieser kam zum selben Ergebnis.
Schließlich wurden die Stromwandler gegen bessere
Wandler ausgetauscht und anschließend eine
dynamische
Prüfung
durchgeführt,
um
nachzuweisen,
dass
der
SammelschienenDifferenzialschutz
nun
für
unterschiedliche
Szenarien stabil funktionierte. Dazu wurden vier
Abzweiggeräte synchronisiert und gleichzeitig
eingespeist.
5
G6
G17
G13
7
5
2
3
5
2
1
1
G11
3
7
G12
IS-limiter
Figure 27: Detailanalyse der verzögerten Auslösung des
Relais 7UT
Dies war eine gute Lernerfahrung und gleichzeitig ein
guter Test zur Validierung der Einstellungen. Die
Erfahrung zeigt, dass in 90 % der Fälle die Fehler
irgendwo am schwächsten Punkt des Systems mit
einem Leiter-Erde-Fehler beginnen und dann zu
einem Leiter-Leiter-Erdschluss eskalieren. In diesem
Fall ist auch eine schnelle Behebung erforderlich. Die
Einstellungen im Schutzsystem sollten dahingehend
überprüft werden. Für diese Fälle bietet eine
Modellierung zur Prüfung des Schutzsystems einen
nachweislichen Mehrwert.
Figure 28: Vereinfachte einpolige Darstellung für COGEN
Im Sammelschienen-Differenzialschutz war auch
Schalterversagen programmiert. Also sind in
Advanced Transplay auch die Ausgangskontakte der
auslösenden Relais simuliert, um die korrekte
Auslösung der Abzweige und der in UpstreamRichtung sitzenden Abzweige nachzuweisen.
Abbildung 29 zeigt das binäre BFI-Ausgangssignal
(Breaker Failure Initiation).
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Präsentation 08.10
Figure 29: Ergebnisse in Advanced Transplay
Durch die Verwendung der EMTP-Simulation für die
Prüfung können Planungsfehler frühzeitig erkannt
werden.
7 Überstromzeitschutz und
Dynamik
Der Chemiestandort Terneuzen von DOW umfasst ein
Cogen-Werk mit zwei Gasturbinen am 50 kV-Netz.
Jede der Gasturbinen leistet 125 MW. Das gesamte
50 kV-Schutzsystem ist auf den Betrieb von zwei
Gasturbinen ausgelegt. Manchmal ist im Normalbetrieb jedoch nur eine der Maschinen in Betrieb. Die
erste Ebene des Schutzsystems wird durch
Differenzialschutzzonen gebildet, die zweite Ebene
durch den Überstromzeitschutz. Der 50 kV
Überstrom-Reserveschutz basiert auf einer schnellen
Aufsplittung der beiden 50 kV-Sammelschienen TZE1/2. Dies hat den Zweck, dass zwei der drei
150/50 kV-Transformatoren auf der fehlerfreien
Seite gehalten werden. Die beiden an den beiden
Sammelschienen-Kuppelschaltern TZE 1-2/TZE 2-2
installierten Überstromrelais, die die Aufsplittung
vornehmen, sind gleich eingestellt. Die Einstellungen
sind deshalb gleich, weil (bei zwei laufenden
Generatoren) abhängig vom Fehlerort immer ein
Relais einen größeren Anteil
trägt.
Die
Stromkoordination erfolgt durch eine extrem
abhängige
Kennlinie.
Das
gesamte
50 kVSchutzsystem wurde im Hinblick auf den Betrieb von
nur einer Maschine noch einmal überprüft. Nach der
Ausarbeitung der neuen Relaiseinstellungen für das
Splittersystem wurde auch ein neuer Prüfplan
erstellt, um das Verhalten der Überstromfunktionen
zu prüfen. Es wurde ein EMTP-Modell erstellt, um
unterschiedliche Lastverteilungen zu überprüfen und
COMTRADE-Dateien für die Prüfung der Relais sowie
die
Verifizierung
von
unterschiedlichen
Fehlerszenarien zu erstellen.
Figure 30: 50 kV-System bei DOW Terneuzen
Aus dem Modell werden die COMTRADE-Daten
generiert, auch unter Berücksichtigung der Reglerund Erreger-Modelle. Um die aktuelle Situation
abzubilden, wird nur ein Generator modelliert. Die
Leistungen sind nachfolgend gezeigt:
Figure 31: Anteil des Transformators
Der Anteil des Transformators beträgt ca. 4 kA, siehe
Abbildung 31. Der Anteil des Generators beträgt ca.
3 kA, siehe Abbildung 32.
Figure 32: Anteil des Generators
DOW erwartete einen Fehlerstrom von etwa 7 kA am
einen Splitterrelais und etwa 7 + 4 = 11 kA am
anderen Splitterrelais. Die Simulation zeigte das
folgende Gesamtbild an einem Splitter (siehe
Abbildung 33).
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Präsentation 08.11
Figure 33: Strom im Splitter-Schalter (Transformator- und
Generator-Anteil)
Um die korrekte Stromkoordination zu erhalten,
haben die Relais des Splitter-Schalters eine extrem
abhängige IEC-Kennlinie eingestellt. Da keine
Leistung in das System abgegeben werden kann,
beschleunigt die Gasturbine, sodass sich die Frequenz
des Generator-Anteils ändert. Der Anteil über den
Splitter ist nicht konstant (siehe Abbildung 33). Da
der extrem abhängige Algorithmus des Relais eine
integrierende Funktion besitzt, entsprechen die
Auslösezeiten nicht dem, was im Relaishandbuch bei
normaler Einspeisung angegeben ist (siehe Gleichung
13).
(23)
𝑡0
∫
0
1
𝑑𝑡 = 1
𝑡(𝐼)
(34)
t(I) errechnet sich aus Gleichung (13) und dt ist die
Zeitdauer für die Berechnung (für Siemens-Relais
10 ms). Die Auslösezeit der IEC-Kennlinie für den
transienten Strom kann in Excel oder ATP leicht
berechnet werden. Mit den Simulationen und
Prüfungen wurden die Einstellungen der SplitterRelais optimiert.
 Durch den Einsatz der EMTP-Simulation für die
Prüfung sind Planungsfehler frühzeitig erkennbar.
 Es wurden Verzögerungen bei der Auslösung des
Transformator-Differenzialschutzes festgestellt,
die durch Stromwandlersättigung und eine
Blockierung
der
zweiten
Harmonischen
verursacht
werden.
DOW
musste
die
Standardeinstellungen für 7UT-Relais ändern.
 Es
kann
die
komplette
Liste
der
Parametereinstellungen geprüft werden. Für die
Prüfung müssen keine einzelnen Einstellgruppen
blockiert werden. Für die Prüfung von Motor- und
Generator-Schutzsystemen ist dies von Vorteil.
 Einstellungen können nach der Prüfung für unterschiedliche Netzfehlzustände optimiert werden.
 Das Abklingen der Restspannung des Motors kann
simuliert und für Umschaltsysteme geprüft
werden. Es können Sensitivitätsanalysen für
verschiedene Parameter durchgeführt werden,
z.B. Trägheit und Motorlast. Es wird auch das
Wiederanlaufverhalten des Motors nach der
Umschaltung geprüft.
 Um EMTP für Schutzsysteme verwenden zu
können, ist entsprechendes Hintergrundwissen
zur transienten Modellierung erforderlich. Die
Benutzeroberfläche von ATPDRAW beschleunigt
die
Modellierung
und
macht
sie
benutzerfreundlicher.
 Besitzt der Benutzer keine ausreichende
Erfahrung, um die komplexen Zusammenhänge
verstehen zu können, kann die Flexibilität von
EMTP auch zum Nachteil werden.
Literatur
[1] ATP rule book
[2] J.L. Blackburn; Protective relaying
[3] ETAP 11
8 Fazit
In der chemischen Industrie bietet die dynamische
Prüfung für kritische Schutzsysteme einen echten
Mehrwert. Die dynamische Prüfung wird nach der
normalen Funktionsprüfung vorgenommen. Die
Hersteller statten ihre Relais mit immer mehr
Funktionen aus. Dies führt zu immer komplexeren
Schutzsystemen mit entsprechend komplexer
werdenden Prüfungen. Daher benötigen Techniker
immer mehr Wissen bezüglich der Logik und der
Kommunikation innerhalb des Schutzsystems. DOW
besitzt bei der dynamischen Prüfung von kritischen
Systemen bereits zwei Jahre Erfahrung. Folgendes
kann festgestellt werden:
 Die
Entwicklung
und
Validierung
der
Modellierung in EMTP erfordert 80 % der Zeit. Es
gilt jedoch: Wer falsche Daten eingibt, erhält auch
falsche Ergebnisse. Folglich ist die Modellierung
und Validierung für den Erfolg enorm wichtig,
auch wenn sie viel Zeit in Anspruch nimmt.
[4] Siemens Sigra
[5] D. Dakhlan; Modeling internal faults in three
winding transformers for differential protection.
[6] M. Kezunovic; A new ATP add-on for modeling
internal faults in power transformers.
Über den Autor
Steven de Clippelaar ist
Netzingenieur
beim
DOW
Chemical Energy Technology
Center.
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OMICRON ist ein weltweit tätiges Unternehmen, das innovative Prüf- und
Diagnoselösungen für die elektrische Energieversorgung entwickelt und vertreibt.
Der Einsatz von OMICRON-Produkten bietet höchste Zuverlässigkeit bei der
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